新型储能有多热？国家能源局披露，截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时。1—6月，新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。
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快速增长的装机规模背后是各地规划发展新型储能的热情。2023年以来，广西、河南、广东、江苏、宁夏、天津6省（区、市）发布了新型储能发展专项政策。《南方能源观察》（以下简称“eo”）初步统计，截至目前，已经有25个省（区、市）公布了2025年的新型储能建设目标，规划装机规模总计达到7340万千瓦，是2022年投运规模的8倍多。截至2022年底，全国新型储能累计装机规模达到870万千瓦。
12个省（区、市）出台专项规划及指导意见
2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，明确了新型储能的发展目标和重点任务。此后，国家能源局还出台了《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》等文件，促进和规范新型储能的发展。
为加快推进新型储能规模化应用，2022年，河北、浙江、安徽、山西、山东等省率先发布了新型储能专项发展规划和实施方案。根据eo不完全统计，当前共有25省（区、市）提出了2025年的发展装机目标，规划规模超7300万千瓦。其中，12个省（区、市）出台了储能发展指导意见和专项规划。
西北是新能源发展的重点地区，规划建设的新型储能规模也较大。国家能源局的数据显示，截至2023年6月底，宁夏新型储能累计装机规模197万千瓦/391万千瓦时、内蒙古165万千瓦/329万千瓦时、新疆122万千瓦/313万千瓦时。青海、甘肃规划到2025年装机规模达到600万千瓦；内蒙古、宁夏规划到2025年，装机规模达到500万千瓦以上。
表1：25个省（区、市）“十四五”新型储能装机目标
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此外，eo注意到，2023年来，一些省区还上调了新型储能装机目标。广东、广西将2025年装机目标从200万千瓦上调至300万千瓦，天津将2025年装机目标从50万千瓦上调到100万千瓦，河南将2025年装机目标从220万千瓦上调到500万千瓦以上。
布局侧重点各不相同
从各省（区、市）发布的储能规划来看，各地布局侧重点各有不同。
安徽、宁夏、河北、河南等省（区）更侧重电源侧储能发展。
安徽、宁夏提出，加快发展电源侧新型储能，重点支持电网侧储能建设，灵活开展用户侧储能建设；河北提出，加快推进电源侧储能项目建设，加强电网侧储能设施建设，引导用户侧储能灵活发展，加快推动源网荷储融合建设；河南提出到2025年新能源项目配套储能规模达到470万千瓦以上，占总规划规模的94%。
电源侧储能主要布置在新能源配储和火储联合调频两大方向上，其中新能源配储是电源侧储能主要应用场景。中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）统计数据显示，截至2022年年底，国内电源侧储能电站在建211座、装机750万千瓦/2127万千瓦时，累计投运263座、装机397万千瓦/680万千瓦时，其中新能源配储电站累计投运总容量占电源侧比例超过80%。
江苏把电网侧储能放在首位。
7月中旬，江苏省发展改革委印发《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》，提出到2027年，全省新型储能项目规模达到500万千瓦左右，重点发展电网侧储能，到2027年，电网侧储能规模达到350万千瓦左右（占总规模的70%），用户侧储能规模达到100万千瓦，电源侧储能达到50万千瓦。
中电联电动交通与储能分会微信公众号发布的文章指出，随着新型电力系统建设逐步加快，受极端天气及新能源装机比例逐渐提高的影响，考虑电网安全稳定运行的实际需要，电网侧储能由于其电网互动友好性以及相对清晰的商业模式，在政策和市场中得到了较多的关注，发展前景较为广阔。
相比电源侧和电网侧，用户侧储能占比相对较低。中电联数据显示，截至2022年底，全国电源侧、电网侧、用户侧储能累计投运总量占比分别为48.4%、38.72%、12.88%。
不过，由于峰谷价差拉大、时段优化，用户侧储能越来越受关注。据中关村储能产业技术联盟不完全统计，仅2023年6月份，全国共备案了250多个用户侧储能项目，规模合计270万千瓦时，其中，江苏、浙江和广东三地项目数量占比达到81%。
中电联电动交通与储能分会指出，峰谷套利是目前用户侧储能尤其是工商业配储最主要的盈利方式，但是主要适用在峰谷差价比较大的省份。此外，用户侧储能参与电力辅助服务准入要求、参与方式、补偿标准等相关机制尚不健全，盈利模式仍待完善。
补贴+市场，探索完善商业模式
投资补贴方面，浙江诸暨规定按每千瓦时200元给予储能设施投资单位一次性补贴。重庆铜梁区提出对配建储能的新能源发电企业、电网侧独立储能电站，每年按照新型储能设备投资额的5%给予补贴，连续补贴4年。
新疆、江苏、广东、安徽、湖南等地根据放电量对储能项目进行补贴，补贴标准在0.2—0.5元/千瓦时之间。其中，新疆、江苏还规定补贴的标准将逐年退坡。广东东莞、深圳，安徽合肥对同一项目的补贴设置了上限，最高不超过300万元。内蒙古则规定按放电量计算，设置补偿费用的上限为0.35元/千瓦时。
浙江温州针对纳入省级示范的储能项目给予3年的（按200元、180元、170元/千瓦·年退坡）容量补贴。
需求响应补贴方面，重庆两江区提出针对用户侧储能项目，根据项目实施前后用户企业用电尖峰负荷实际削减量给予补助。
表2：部分地区储能补贴政策
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除了上述补贴政策，多个省（区）还制订了储能参与电力辅助服务市场的调峰补偿标准。其中，宁夏给予的调峰补偿价格较高，示范项目调峰补偿0.8元/千瓦时；湖南、青海、新疆等地区给予的储能调峰补偿价格在0.5元/千瓦时左右；山东、河南、广西等地给予的储能调峰补偿价格在0.2—0.4元/千瓦时。
山东、甘肃、广东等也在探索储能通过电力现货市场来获得收益。
2022年8月，山东省发展改革委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室联合印发的《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》明确，示范项目作为独立储能可参与电力现货市场。
2022年，甘肃把新型储能参与现货写入规则。2020年并网的中能布隆吉电站（60兆瓦/240兆瓦时）目前已参与到电力现货市场交易。
3月30日，广东省能源局、国家能源局南方监管局联合印发《广东省新型储能参与电力市场交易实施方案》，明确独立储能电站可作为独立主体参与电力中长期、现货和辅助服务市场交易。
表3：部分省（区）储能调峰补偿政策
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